figure

Очистка теплообменников НПС «Чикшино»

Очистка пластинчатых теплообменников подогрева нефти от отложений с применением предварительного подогрева и реверсивной циркуляции растворителя по нагреваемому контуру в пункте подогрева нефти НПС «Чикшино»

Данная статья посвящена практической работе по очистке пластинчатых теплообменников подогрева нефти от отложений с применением предварительного подогрева и реверсивной циркуляции растворителя по нагреваемому контуру в 2014 г. в пункте подогрева нефти НПС «Чикшино» (Республика Коми).

Особенностью данной работы является применение метода гидрохимической обработки поверхностей теплообмена в теплообменниках подогрева нефти с применением реагента-растворителя «СОНПАР-5042», раннее не применявшегося в подобных работах, а также использование теплового режима с постоянно изменяемой температурой, что зафиксировано в журнале работ.

В данной области при добыче и транспортировке различной нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), что приводит к снижению производительности системы, фильтров, теплообменников и эффективности работы насосных установок. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование. Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений и удаление уже сформировавшихся отложений.

На НПС «Чикшино» в 2006 г. в пункте подогрева нефти были установлены горизонтальные стальные пластинчатые неразборные теплообменники (рис. 1) марки PSHE 9HA-432 (Финляндия), которые в период эксплуатации подвергаются засорению АСПО, что делает работу оборудования проблематичным в связи с утратой рабочих параметров.

Эксплуатационная служба предприятия в целях предотвращения аварийных ситуаций проводила технологическую пропарку теплообменников по нефтяному контуру с частотой один раз в два месяца, что влекло за собой определенные неудобства как с точки зрения останова технологической линии, так и с точки зрения общих производственных задач персонала. Но, самое главное, пропарка удаляет парафины и неэффективно влияет на асфальтосмолистые отложения. Руководством было принято решение найти подрядчиков и провести комплексный технологический процесс очистки оборудования.

 Работа подрядчиков

В ходе проведения тендера подрядчики нашлись, и им пришлось не только физически выполнять требования и обязательства, но и совместно с заказчиками решать организационные вопросы (составление программы по проведению работ, согласование программы с заводом изготовителем оборудования, подбор реагента, составление технического отчета по итогам работы, проведение лабораторных исследований и др.).В процессе работы был произведен анализ ситуации и подобрано два реагента: «АКВАТЭК» и «СОНПАР-5042». Образцы были отправлены в лабораторию ОАО «Северные Магистральные Нефтепроводы». Получен утвердительный ответ по растворителю «СОНПАР-5042» с следующими выводами [5]:

  • при определении реологического параметра — динамическая вязкость — следует отметить, что эмульсия «СОНПАР-5402» стабильна («СОНПАР-5402» также не ухудшает реологический параметр — динамическая вязкость. Динамическая вязкость образца смеси при температуре 70 °С равна 19,42 МПа·с; динамическая вязкость при той же температуре исходного образца АСПО составляет 19,73 МПа·с);
  • при определении эффективности очистки «СОНПАР-5402» расслоение полностью отсутствует. Смесь подвижна при температуре 20 °С в течение суток. Данный ингибитор обладает хорошим смазывающим эффектом.

Согласно лабораторным испытаниям, ингибитор «СОНПАР-5402» рекомендован для проведения очистки от АСПО пластин теплообменников пункта подогрева нефти на НПС «Чикшино». Специалисты подрядчиков совместно с инженерами заказчика разработали технологию промывки, представили ее в виде программы и согласовали с заводом — изготовителем оборудования и с заказчиком; условия и температурные режимы согласовали с производителем СОНПАРа. При этом была определенная опасность применения растворителя в чистом виде, так как пары взрывоопасны и токсичны при нагреве.

Были предусмотрены меры по пожарной безопасности и охране труда[1] .

Характеристики оборудования[3], нефти и реагента

Теплообменники VAHTERUS
Модель PSHE 9HA — 432/1/1
Производитель VAHTERUS Оу (Финляндия)
Тип Горизонтальные пластинчатые неразборные
Зазор между пластинами, мм 2,5
Нагреваемая среда Товарная нефть (температура нагрева до 40°С)
Греющая среда Вода (100…70°С)
Площадь поверхности нагрева, м2 502,8
Тип отложений толщиной до 1,5 мм Нефтяные смолы и парафины
Число пластин 432
Объем внутренний, м3:
греющая сторона 0,409
нагреваемая сторона 0,511
Допустимое давление нефти, МПа 4
Максимальный допустимый перепад давления нефти на теплообменнике, МПа 0,037
Состав (% мас.) и свойства нефти
Углерод 81,8
Асфальтены 4,15
Смолы 15,86
Механические примеси до 4 мм 0,0087
Парафины 10…15
Сера 1,18
Температура застывания, °С 14
Температура плавления парафина, °С 56
Свойства реагента растворителя Сонпар-5402
Внешний вид Однородная жидкость от желтого до коричневого цвета
Плотность при 20°С, г/см3 0,700…0,840
Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с Не более 4,0
Температура, °С:
застывания Не выше -50
вспышки Не ниже -10
начала кипения Не ниже 30
Эффективность растворителя АСПО, % Не нормируется,
Совместимость с пластовыми водами Совместим

Технология и режимы

Работы по очистке теплообменников проводились в соответствии с разработанной и согласованной с заказчиком программой на основании технического задания заказчика. С целью обеспечения безопасности работ и с учетом рекомендаций завода-изготовителя было принято решение проводить очистку теплообменников при температуре реагента не выше 40°С.Перед проведением очистки были зафиксированы и оформлены актом технологические параметры работы теплообменников на двух технологических режимах.

Схема проведения очистки теплообменников приведена на рис. 2. Установка для промывки — химический центробежный насос ХМ 25/30 и промывочная емкость вместимостью 2 м³. Применяемый химический реагент — Сонпар-5402, растворитель АСПО ТУ 2458-010-00151816-99.

Промывочный контур состоит из трубы (общий объем 1,57 м³) и нагреваемой стороны теплообменника (объем 0,5 м³). Итого общее количество применяемого реагента для трех теплообменников подогрева нефти составляет 6,3 м³.
Очистка каждого из теплообменников подогрева нефти проводилась поочередно в соответствии со следующим порядком действий[6] .

Перед началом промывки теплообменника (соответственно тех. № Т101/1, Т101/2 и Т101/3) задвижка №1 (соответственно тех. № Э20, №Э22 и №Э23) и задвижка №2 (соответственно тех. №Э21, №Э23 и №Э25), закрываются, изолируя нефтепровод от промываемого контура. Перед очисткой измеряется перепад давления на теплообменниках на двух технологических режимах. Опорожняется теплообменное оборудование через краны (тех. № 131, 144, 154).

Производится пропарка контура (нефти) в течение 1 ч (в течение работы температура контура будет постоянно падать и стремиться к температуре окружающего воздуха, что даст возможность проявиться различным тепловым расширениям между отложениями и основным металлом). Подогревается водяной контур теплообменника теплоносителем с температурой до 70 °С.

Подключается насосная установка к промываемому контуру через патрубки Dy = 50 мм к кранам Dy = 50 мм (тех. №128 и №131, тех. №145 и №144, тех. № 152 и 154) теплообменника (соответственно тех. № Т101/1, Т101/2 и Т101/3) [4].

В промежуточную емкость заливается раствор, заполняется промываемый контур (2,1 м3) и производится циркуляция растворителя АСПО Сонпар-5402 по контуру (нефти) насосом марки ХМ 25/30 производительностью до 35 м³/ч и напором до 30 м.

Контроль процесса производится по манометру и термометру с ведением журнала изменения параметров специалистами исполнителя. Измерения производятся ежечасно. Показателем промывки является уменьшение перепада давления на теплообменнике.

Циркуляция раствора (растворитель АСПО Сонпар-5402) проводится в течение не менее 12 ч, с периодическим изменением направления потока при помощи соответствующей арматуры на установке.

После окончания промывки раствор сливается через краны (тех. № 131, 144, 154). Подключается подача пара на промываемый контур, который пропаривается в течение 1 ч. Химическая очистка теплообменников тех. №№ 1, 3 проводилась в течение 12 ч, теплообменника тех. №2 — 2 раза по 12 ч. Промывка осуществлялась растворителем АСПО Сонпар-5402 по промываемому контуру посредством циркуляционного насоса ХМ25/30.

Давление на выходе насоса составляло от 0,03…0,1 МПа. Контроль при промывке теплообменников осуществлялся по манометрам, установленным на насосном агрегате, с записью в журнале. В связи с необходимостью двукратной промывки теплообменника тех. №2 было израсходовано 8000 л реагента.

После окончания работы был проведен осмотр оборудования и замер параметров работы теплообменников на тех же технологических режимах работы, что и до промывки, результаты отражены в соответствующем акте.

Результаты гидравлических испытаний теплообменников, подвергавшихся очистке, показали, что утечек и падения давления не обнаружено. Аппараты пригодны для дальнейшей работы.

Результаты работы

Качество выполненных работ подтверждается как объективным контролем изменения перепада давления на входе и выходе теплообменных аппаратов до и после очистки на аналогичных режимах перекачивания (см. таблицу), так и визуальным осмотром пластин через входной коллектор одного из теплообменников (рис. 3).

Согласно отзыву специалистов ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», в течение 6 месяцев после проведения работ теплообменное оборудование работает в расчетном режиме. Таким образом, данная технология показала свою эффективность, благодаря чему ее можно включить в перечень работ по теплообменникам.

Реагент «СОНПАР-5402» производства ЗАО «Опытный Завод НЕФТЕХИМ» сохранил свое назначение и свойства при работе с нестандартным оборудованием и при переменном температурном режиме.

Реверсивный поток при гидрохимической обработке усиливает эффективность реакции в застойных зонах с наибольшим гидравлическим сопротивлением. Внедрение нового оборудования в процессы нефтедобычи и нефтеперекачивания требует эксплуатационного анализа, мониторинга и разработки дополнительных мероприятий для адаптации оборудования к условиям конкретной производственной реальности.

Технологические параметры работы теплообменников VAHTERUS PSHE 9HA — 432/1/1 до и после проведения очистки[6]

Заводской
номер
теплообменника
Параметр
Давление после очистки, МПа Давление до очистки, МПа Изменение перепада
давления, %
На входе На выходе Перепад На входе На выходе Перепад
16625 1,795 1,618 0,1765 1,659 1,419 0,240 26,5
16626 1,795 1,618 0,1765 1,702 1,419 0,283 37,6
16627 1,814 1,628 0,1863 1,672 13,830 0,289 35,5

Список литературы

  1. РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» п.1.5.6.
  2. Руководство по обслуживанию теплообменников VAHTERUS Оу раздел 7.
  3. Инструкция по эксплуатации и обслуживанию теплообменного аппарата PSHE 9HA — 432 НПС «Чикшино» 2012 г. раздел 5.
  4. Протоколы лабораторных испытаний химических реагентов на образцах нефти в лаборатории ОАО «СМН»;
  5. Технический отчет о проведении работ по очистке теплообменников подогрева нефти PSHE 9HA — 432/1/1 VAHTERUS в количестве 3 шт. в пункте подогрева нефти в 2014 г.
Подписи под рисунками
  • Рис. 1. Теплообменный аппарат VAHTERUS PSHE 9HA-432 в цехе подогрева нефти
  • Рис. 2. Схема проведения очистки теплообменников
  • Рис. 3. Пластины аппарата после обработки, фото выполнено через соединительный фланец